光伏行业投资回报率

3.2、集中式电站投资回报分析〔注：此处不考虑限电和上网损耗〕、Ⅰ类地区光伏集中式电站投资回报由于集中式光伏电站一般规模比拟大，因此造价可以有所降低，可按照8元/w进展计算。假设工程规模为20MW，位于地区，年机组运行小时数为1600小时。由于属于Ⅰ类地区，电价执行0.9元/kwh。本例依旧假设工程运行20年，则：工程建立本钱为：20，000，000W×8元/w=16000万元工程年发电量为：20，000kw×1600h=3200万kwh工程年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880万元工程IRR为：17.25%、Ⅱ类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为20MW，建立本钱为8元/W，位于Ⅱ类地区。Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该工程年机组运行小时数为1500小时。Ⅱ类地区光伏上网电价为0.95元/kwh。本例依旧假设工程运行20年，则：工程建立本钱为：20，000，000W×8元/w=16000万元工程年发电量为：20，000kw×1500h=3000万kwh工程年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850万元工程IRR为：17.05%、Ⅲ类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为20MW，建立本钱为8元/W，位于Ⅲ类地区。Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该工程年机组运行小时数为1200小时。Ⅲ类地区光伏上网电价为1元/kwh。本例依旧假设工程运行20年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算围。则：工程建立本钱为：20，000，000w×8元/w=16000万元工程年发电量为：20，000kw×1200h=2400万kwh工程年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=2400万元工程IRR为：13.89%在建造本钱一样的情况下，集中式光伏发电工程的IRR由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，工程IRR也越高。机组运行小时数越长，工程IRR越高。3.3、分布式投资回报情况分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于35千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电工程。由于运营维护本钱比拟低，以下工程投资回报计算中均假设工程运行期间运营维护本钱为0。、应用端主体为自然人主体即一般居民依据2013年统计数据，市人均住宅面积31平方米，在考虑公摊面积的根底上，按照最保守的6层普通住宅进展测算，1000平方米约可容纳60户〔三口之家〕，户年均可用光伏发电量约为1600kwh，此电量低于市居民住宅阶梯电价最低档电量要求〔240kwh/月〕，考虑到居民电价上涨因素居民用电电价，按照0.6元/kwh进展计算，此测算中假定光伏发电全部自发自用，则电价为0.6元/kwh加度电补贴0.42元/kwh进展计算。假设工程运行20年：工程建立本钱为：9元/w×80kw=72万元全年满发电量约为：80kw×1200h=9.6万kwh每年电费与补贴收益为：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=9.79万元使用7%的折现率计算出来的NPV为29.66万元、应用端主体为一般工商业法人以一般工商业屋顶面积2000平方米计算，约可安装光伏系统160kw，单位安装本钱约为9元/w，初投资约为144万元。由于一般工商业营业时间较长，同时对照明、温控等有较高的需求，因此自发自用比例按照100%计算。其他边际条件：工程运行20年、一般工商业销售电价0.517~1.0584元/kwh、分布式发电度电收入0.937~1.4784元、年发电小时数1200小时，则：工程建立本钱为：160kw×9元/w=144万元工程年发电量为：160kw×1200h=19.2万kwh年电费收入为：17.99~28.39万元按0.517元工商业电价计算的IRR为10.92%按1.0584元工商业电价计算的IRR为19.12%、应用端为大型工业户由于大工业用户一般用电需求大，同时从目前城市规划看，大工业一般相对集中，具备拥有较大面积的厂房的条件。因此基于分析的保守性考虑，按照分布式光伏发电单个工程容量上限6MW进展计算。由于大工业用户具有规模优势，因此单位造价可以有所降低，可按照8元/W进展计算。其他边际条件如下：工程运行20年、大工业电量电价0.453~0.7097元/kwh、分布式发电度电收入：0.873〔0.453+0.42〕到1.1297〔0.7097+0.42〕元、年发电小时数：1200小时，则：工程建立本钱为：6000kw×8元/w=4800万元工程年发电量：6000kw×1200h=720万kwh按0.453元/kWh计算的工程年电费收入：0.873元/kwh×7200000kwh=628.56万元按0.7097元/kWh计算的工程年电费收入为：1.1297元/kwh×7200000kwh=813.38万元按0.453元/kwh度电电费计算的IRR为11.65%按0.7097元/kwh电费计算的IRR为16.09%此处分布式工程投资回报计算中均未将地方政府补贴纳入计算围，加上地方政府补贴后工程IRR更高。经观察，工程建立本钱与电费是决定分布式工程IRR的重要因素。建立本钱越高，工程IRR越低。电费越高，工程IRR也越高。四、行业风险提示4.1、补贴拖欠问题按照2015年上半年的数据，15家运营商的补贴拖欠额度已超过100亿。主要原因是可再生能源补贴无法应收尽收以及补贴发放程序过于复杂，企业拿到补贴的时间可能超过一年半。4.2、电网通道建立落后4.3、土地税问题各地政府对于土地税征收标准差异过大，乱征现象造成严重不公平，将造成开发运营企业的收益率难以保障。4.4、局部地区限电问题严重根据能源局数据，2015年上半年国光伏发电190亿千瓦时，弃光电量18亿千瓦时，弃光率约10%。对于以上问题，政府部门可能会从以下环节入手解决：一是对于补贴无法及时发放的问题，可再生能源电价附加可能会提高〔目前为1.5分/度电〕，以解决可再生能源基金相对匮乏的问题，同时补贴发放程序将会简化。另外，上网电价在〞十三五〞期间可能会下调，但幅度不会太大，预计在10%~20%之间，以匹配装机本钱的下降。二是统筹大规模光伏基地与电网通道建立的规划，减少行政阻碍以保障顺利并网。加大对可再生能源的优先调度力度，出台可再生能源配额制。三是从国家层面出台光伏企业土地使用税政策，防止各地征收不均。四是从2015年上半年来看，限电具有明显的区域性和季节性，并非是普遍性问题。上半年国光伏弃光18亿度，主要集中在、**地区，其中，省弃光电量11.4亿千瓦。地区由于当地电网建立滞后和部消纳比例低等原因，一直以来，光伏、风电等可再生能源一直存在相对严重的限电限风问题。从木联能i光伏平台发布的地区光伏电站平均发电小时数来看，2014年以来一直维持在100小时左右，预计弃光率在20%附近。另一块，国正在建立和已经获批待建的特高压工程，也会降低局部地区的消纳和电力输送问题。五、未来行业预期随着光伏电站累计装机规模的扩大，电站后效劳市场也将迎来高速开展阶段。智能化运维、质量评级效劳、保险效劳、再融资效劳等市场将成为后光伏电站市场的新生效劳容。5.1、智能化运维光伏电站的长期发电稳定和组件质量以及后续的维护有重大关系。从后续维护局部来说，通过智能化运维，运营企业可用软件实时监控设备故障和平安风险等问题，最大化实现电站的发电效益。5.2、质量评级效劳目前的运维市场已经开场预热，华为与木联能两家企业走在了最前端，通过与多家运营商合作抢占了目前的存量市场。通过对光伏电站的选址、运维质量、系统性能、设备质量和安装质量等多个维度的考核对单个光伏电站进展质量分级。有效且真实的评级能够增强投资者对光伏电站的投资热情和信心。5.3、电站保险效劳主要包括为企业转嫁因自然风险、意外事故、人为事故导致的物理损失以及因太阳辐射量缺乏导致的发电量减少所造成的电费收入损失等。5.4、再融资效劳因光伏电站有长期稳定的上网电价和补贴，其获得长期现金流的能力具备抵押再融资的根底。附图：中国光伏发电开展路线图汇总刺激分布式地面电站补贴下调，将对分布式光伏产生巨大利好。2015年前9个月，中国分布式光伏电站装机量为1.58GW，说明在各地政府光伏扶植政策的推动下，分布式光伏虽然有了长足进步，但是问题和阻力依旧很大。标杆电价过高时，投资企业纷纷转向投资收益稳定，综合经营效率高，收益率可观的大型地面电站，对分布式光伏普遍持观望态度。假设分布式补贴政策维持现行0.42元/千瓦时，地面电站收益率下滑后，将倒逼企业转向东局部布式工程，刺激分布式市场规模进一步扩大，东局部布式光伏优势愈创造显。收益率影响针对不同资源区下调情况，笔者为您分析一下电价下调各地投资收益率变化情况。一、投资收益率测算默认条件工程投资收益率影响最大的因素是上网电价、发电量及投资本钱。为使测算结果更具常规代表性，我们选择符合大局部电站的常规条件进展计算，默认标准如下：二、不同电价区的工程投资收益率本次补贴下降幅度显然超出了此前预期，不同地区度电补贴差距拉大，西部地区不再成为投资热土。局部业人士表示，降价肯定会对业主投资的积极性产生影响，但补贴下调还不是致命的，影响最大的因素是强制性弃电。假设国家继续出台措施，解决光伏产业限电和补贴拖欠问题，可缓冲降价和限电对企业投资带来的影响，中国光伏市场仍可保持高速开展态势。2007年到2015年，光伏系统造价已经从60元/瓦下降到7-7.5元/瓦，到2020年系统本钱将进一步降至5元/瓦。系统本钱不断下降，补贴自然顺势下滑，最终实现光伏发电平价上网。资深光伏人士认为，新政将Ⅲ类资源区标杆电价维持原有水平，已为中国光伏电站后续装机量埋好伏笔，如假设分布式光伏装机数量短期无法担此重任，Ⅲ类地区地面光伏电站指标会相应增加，以此实现中国“十三五〞光伏装机150GW的目标。总之，本次政策调整略显激进，却符合中国光伏电站当前现状，及未来开展趋势。光伏上网电价下调与IRR测算假设其他条件都不变的情况下〔包括现建地面式电站7.5元/瓦本钱不变〕，上网标杆电价的下调对光伏工程回报收益IRR的负面影响是显著的。上网电价下调倒逼本钱下降，但0.01元/千瓦时的下调对应单位本钱降幅预计至少到达约0.1元/瓦才能维持并可能提高公司的盈利能力。光伏电站的总本钱中约50%来自光伏组件。光伏上网电价自2013年底以来就没有进展过调整，而模组价格自2014年1月以来已下降了17%，使得IRR由9%提高至如今的11%左右。我们预计，如果本钱持续下降同时公司保持或减少融资本钱，2016年光伏上网